不同类型的机组的各项小指标偏离标准值对热耗率和发电煤耗率的影响
不同类型的机组的各项小指标偏离标准值对热耗率和发电煤耗率的影响幅度分别见下表
50MW机组参数变化对经济性的影响(额定工况）
序号参数参数变化对热耗的影响（%) 对发电煤耗的影响[g/(KW/h)]
1 主蒸汽压力降低1MPa 1.097
2 3.908
2 主蒸汽温度降低1℃0.04297 0.1531
3 真空降低1KPa 0.9152 3.26
4 给水温度降低1℃0.03533 0.1258
5 排烟温度升高1℃0.06457 0.23
6 飞灰可燃物升高1% 0.3678 1.31
7 厂用电率升高1% 1.1046 供电煤耗4.30
8 补水率升高0.1% 0.1324 0.45
9 凝结水过冷度升高1℃0.02738 0.09754
10 凝汽器端差升高1℃0.3266 1.163
11 冷却水流量减少1000t/h 0.2173 0.774
12 7号高压加热器上端差升高1℃0.02053 0.07312
13 6号高压加热器上端差升高1℃0.01395 0.04967
14 4号低压加热器上端差升高1℃0.04533 0.1615
15 3号低压加热器上端差升高1℃0.01502 0.053752
16 2号低压加热器上端差升高1℃0.02311 0.0823
17 1号低压加热器上端差升高1℃0.0215 0.0766
注：额定主蒸汽温度535℃，主蒸汽压力9.0MPa，汽轮机额定热耗率为9451.0KJ/（KW?h），额定工况下发电煤耗率356.2g/(KW?h),锅炉效率92.37%，管道效率0.98%，厂用电率8.5%。
100MW机组参数变化对经济性的影响(额定工况）
序号参数参数变化对热耗的影响（%) 对发电煤耗的影响[g/(KW/h)]
1 主蒸汽压力降低1MPa 1.121
2 3.81
2 主蒸汽温度降低1℃0.0438 0.1488
3 真空降低1KPa 0.9417 3.2
4 给水温度降低1℃0.0324 0.011
5 排烟温度升高1℃0.070
6 0.24
6 飞灰可燃物升高1% 0.3838 1.304
7 厂用电率升高1% 0.01094 供电煤耗4.02
8 补水率升高0.1% 0.1324 0.45
9 凝结水过冷度升高1℃0.0274 0.0932
10 凝汽器端差升高1℃0.3677 1.249
11 冷却水入口温度升高1℃0.3677 1.249
12 7号高压加热器上端差升高1℃0.0249 0.0846
13 6号高压加热器上端差升高1℃0.0146 0.0496
14 4号低压加热器上端差升高1℃0.0163 0.0554
15 3号低压加热器上端差升高1℃0.0158 0.0537
16 2号低压加热器上端差升高1℃0.0092 0.0313
17 1号低压加热器上端差升高1℃0.0183 0.0622
18 高压加热器解列 2.642 8.98
19 机组负荷偏离10% 1.0152 3.45
20 机组负荷偏离20% 2.2188 7.54
21 机组负荷偏离30% 3.646 12.39
注：额定主蒸汽温度550℃，主蒸汽压力8.8MPa，汽轮机额定热耗率为8784.6KJ/（KW?h），额定工况下发电煤耗率339.8g/(KW?h),锅炉效率90%，管道效率0.98%，厂用电率7.5%。
125MW机组参数变化对经济性的影响(额定工况）
序号参数参数变化对热耗的影响（%) 对发电煤耗的影响[g/(KW/h)]
1 主蒸汽压力降低1MPa 0.669 2.144
2 主蒸汽温度降低1℃0.028 0.0897
3 再热蒸汽温度降低1℃0.02 0.0641
4 真空降低1KPa 0.704 2.26
5 给水温度降低1℃0.0344 0.113
6 补水率升高1% 0.166
7 0.534
7 凝结水过冷度升高1℃0.0125 0.04
8 高压缸效率变化降低1% 0.1707 0.5469
9 中压缸效率变化降低1% 0.2802 0.8978
10 低压缸效率变化降低1% 0.3175 1.0173
11 排烟温度升高1℃0.0688 0.2203
12 飞灰可燃物升高1% 0.318 1.019
13 锅炉效率降低1% 1.243 3.981
14 连续排污率（不回收）升高1% 0.3496 1.12
15 厂用电率升高1% 1.1057 供电煤耗3.83
16 凝汽器端差升高1℃0.3464 1.11
17 冷却水入口温度升高1℃0.3464 1.11
18 高压加热器解列 2.367 7.59
19 机组负荷偏离10% 0.8632 2.77
20 机组负荷偏离20% 2.0267 6.49
21 机组负荷偏离30% 3.1902 10.22
22 机组热效率降低1% 2.4179 7.747
23 电厂热效率降低1% 2.6782 8.581
注：设计锅炉和管道效率90.5%，热耗率8499KJ/(KW?h),额定工况下发电煤耗率320.4g/(KW?h),厂用电率7.5%。
200MW机组参数变化对经济性的影响(额定工况）
序号参数参数变化对热耗的影响（%) 对发电煤耗的影响[g/(KW/h)]
1 主蒸汽压力降低1MPa 0.4687 1.45
2 主蒸汽温度降低1℃0.0356 0.11
3 再热蒸汽温度降低1℃0.0323 0.1
4 真空降低1KPa 1.041 3.221
5 给水温度降低1℃0.033 0.102
6 排烟温度（送风温度）升高1℃0.0452 0.14
7 飞灰可燃物升高1% 0.3744 1.158
8 厂用电率升高1% 0.012 供电煤耗3.71
9 汽耗率升高0.1kg/(kW?h) 3.232 10
10 凝结水过冷度升高1℃0.0274 0.0932
11 凝汽器端差升高1℃0.3669 1.135
12 8号高压加热器上端差升高1℃0.0221 0.0684
13 7号高压加热器上端差升高1℃0.0104 0.0322
14 6号高压加热器上端差升高1℃0.0071 0.0219
15 4号低压加热器上端差升高1℃0.0079 0.0245
16 3号低压加热器上端差升高1℃0.0171 0.0529
17 2号低压加热器上端差升高1℃0.00875 0.0271
18 1号低压加热器上端差升高1℃0.0175 0.0541
19 再热器减温水增加1t/h 0.0356 0.11
20 补水率升高1% 0.1357 0.42
21 炉膛出口氧量升高0.1% 0.0517 0.16
22 高压加热器解列 2.768 8.5
23 机组负荷偏离10% 1.18 3.65
24 机组负荷偏离20% 2.498 7.73
25 机组负荷偏离30% 3.812 11.8
注：额定主蒸汽温度535℃/535℃，主蒸汽压力12.7MPa，汽轮机额定热耗率为8286.8KJ/（KW?h），额定工况下发电煤耗率309.4g/(KW?h),锅炉效率92.3%，管道效率0.99%。
300MW机组参数变化对经济性的影响(额定工况）
序号参数参数变化对热耗的影响（%) 对发电煤耗的影响[g/(KW/h)]
1 主蒸汽压力降低1MPa 0.5693 1.68
2 主蒸汽温度降低1℃0.0308 0.091
3 再热蒸汽温度降低1℃0.0268 0.079
4 相对再热器压损升高1% 0.0891 0.263
5 排气压力升高1Kpa 1.0502 3.099
6 高压旁路漏至冷端再热器增加1t/h 0.0146 0.043
7 低压旁路漏至凝汽器增加1t/h 0.1101 0.325
8 主蒸汽漏至凝汽器增加1t/h 0.123 0.363
9 冷再漏至凝汽器增加1t/h 0.0881 0.26
10 1号高压加热器危急疏水漏至凝汽器增加1t/h 0.021 0.062
11 2号高压加热器危急疏水漏至凝汽器增加1t/h 0.0146 0.043
12 3号高压加热器危急疏水漏至凝汽器增加1t/h 0.0105 0.031
13 除氧器放水漏至凝汽器增加1t/h 0.00576 0.017
14 高压轴封漏汽至冷端再热器增加1t/h 0.0149 0.044
15 高压轴封漏汽至中压缸增加1t/h 0.0254 0.075
16 高旁减温水漏至冷端再热器增加1t/h 0.0213 0.063
17 1段抽汽漏至凝汽器增加1t/h 0.0989 0.292
18 3段抽汽漏至凝汽器增加1t/h 0.0905 0.267
19 4段抽汽漏至凝汽器增加1t/h 0.0722 0.213
20 5段抽汽漏至凝汽器增加1t/h 0.0535 0.158
21 6段抽汽漏至凝汽器增加1t/h 0.0376 0.111
22 过热器减温器增加1t/h 0.00339 0.01
23 再热器减温水增加1t/h 0.0227 0.067
24 高压平衡盘漏汽增加1t/h 0.0183 0.054
25 高压轴封漏气增加1t/h 0.086 0.254
26 小汽机用汽量增加1t/h 0.0722 0.213
27 锅炉排污量增加1t/h 0.0498 0.147
28 锅炉效率降低1% 1.0932 3.226
29 补水率增加1% 0.01701 0.502
30 凝结水过冷度"升高1℃
" 0.0143 0.0422
31 给水温度"降低1℃
" 0.0373 0.11
32 凝汽器端差"升高1℃
" 0.3728 1.1
33 高压加热器解列 2.758 8.14
34 高压缸相对内效率降低1% 0.19075 0.5629
35 中压缸相对内效率降低1% 0.22148 0.6536
36 低压缸相对内效率降低1% 0.49387 1.4574
37 1号高压加热器上端差增加1℃0.02392 0.0706
38 2号高压加热器上端差增加1℃0.01351 0.03986
39 3号高压加热器上端差增加1℃0.011185 0.03301
40 5号低压加热器上端差增加1℃0.01453 0.04288
41 6号低压加热器上端差增加1℃0.01463 0.04318
42 7号低压加热器上端差增加1℃0.01063 0.03137
43 8号低压加热器上端差增加1℃0.01168 0.03446
44 厂用电率增加1% 供电煤耗3.305
45 排烟氧量变化1% 0.37963 1.1203
46 飞灰可燃物增加1℃0.4223 1.2462
47 排烟温度增加1℃0.057201 0.1688
48 机组负荷偏离20% 0.6438 1.9
49 机组负荷偏离30% 0.8607 2.54
50 机组负荷偏离40% 1.613 4.76
注：汽轮机额定热耗率为7921KJ/（KW?h），额定工况下发电煤耗率295.1g/(KW?h),锅炉效率92.5%，管道效率0.99%，厂用电率5%。
热电联产供电标准煤耗限额标准及计算
供电标准煤耗限额 一、术语及定义 1、总耗热量： 统计报告期内汽轮机进口侧、向外供热的减温减压器进口侧及锅炉向外直供的总热量 2、 3、 4、供热量： 用于供热的热量 发电量： 机组总发电量 供电量： 向外提供的电量 二、计算方法 1、热电比％=（供热量GJ×1000）/（3600×供电量kW.h）×100 2、 3、供热比％=（供热量GJ/总耗热量GJ）×100 发电厂用电量kW.h=（用于发电、供热和其它生产的电能消耗量kW.h-纯供热耗用的厂用电量kW.h-纯发电用的厂用电量，如循环水泵、凝结水泵等只与发电有关的设备用电量kW.h-按规定应扣除的电量kW.h）×（1-供热比％/100）+纯发电用的厂用电量，如循环水泵、凝结水泵等只与发电有关的设备用电量kW.h
4、供热厂用电量kW.h=（用于发电、供热和其它生产的电能消耗量kW.h-纯供热耗用的厂用电量kW.h-纯发电用的厂用电量，如循环水泵、凝结水泵等只与发电有关的设备用电量kW.h-按规定应扣除的电量kW.h）×供热比％/100+纯供热耗用的厂用电量kW.h 5、 6、发电厂用电率％=发电厂用电量kW.h/机组的发电量kW.h*100供热厂用电率％=（3600×供热厂用电量kW.h）/（供热量GJ×1000）×100 7、生产用标准煤量tce（吨标准煤）=耗用燃料总量（折至标准煤）tce-应扣除的非生产用燃料量（折至标准煤）tce 8、 9、供热标准煤耗量tce=生产用标准煤量tce×供热比％/100发电标准煤耗量tce=生产用标准煤量tce-供热标准煤耗量tce 10、发电标准煤耗gce/(kw.h)（克标准煤每千瓦时）=生产用标准煤量tce×（1-供热比％/100）/机组的发电量kW.h× 100011、供电标准煤耗gce/(kw.h)=发电标准煤耗gce/(kw.h)/（1-发电厂用电率％/100） 12、供热标准煤耗gce/(kw.h)=（生产用标准煤量tce×1000/供热量GJ）×（供热比％/100） 13、总热效率％=｛（100×供热量GJ）+（0.36×供电量kW.h）｝/ （29.3076×生产用标准煤量tce） 三、供电标准煤耗限额（机组容量100MW以下） 供电标准煤耗gce/(kw.h)：2008＜ 466、2010＜ 426、2012＜408
火力发电厂行业技术标准规定清单
火力发电厂行业技术标 准规定清单 Coca-cola standardization office【ZZ5AB-ZZSYT-ZZ2C-ZZ682T-ZZT18】
火力发电厂行业技术标准、规定清单A、安装调试试运通用规程标准 1《电力建设工程施工技术管理导则》国家电网公司工［2003］153 号 2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》原电力部[1996] 3《火电工程启动调试工作规定》原电力部[1996] 4《模拟量控制系统负荷变动试验导则》电力部[1996] 5《火电机组热工自动投入率统计方法》电力部[1996] 6《汽轮机甩负荷试验导则》电力部[1996] 7《火电机组启动蒸汽吹管导则》（电综[1998]179 号） 8《火力发电厂锅炉化学清洗导则》DL/T794-2001 9《电力基本建设热力设备化学监督导则》SDJJS03-88 10《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（建质[1996]111 号） 11《火电施工质量检验及评定标准》（电综[1998]全套） 12《火电机组启动验收性能试验导则》电综[1998]179 号 13《电力建设基本工程整套满负荷试运质量监督检查典型大纲》 14《火电机组达标投产考核标准》（中建企协[2006]6 号）
15《化学监督制度》SD246-88 16《火力发电厂水汽化学监督导则》DL/T 561-95 17《电气装置安装工程·电力设备交接试验标准GB50150》 18《电力生产安全工作规定》 19《电力建设安全工作规程(火力发电厂部分)》DL5009—96 20《电力安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)》DL408—91 21《火力发电厂安全、文明生产达标考核实施细则》 22《火电优质工程评选办法》国电公司[2000] 23《火电工程启动调试大纲编制纲要》DZB07-1998 24《火电工程启动试运实施细则》DZB04-1998 25《火电工程竣工验收实施细则》DZB05-1998 26《火电工程调试措施编制纲要》DZB06-1998 27《新建发电机组启动试运行阶段可靠性评价办法》 B、2010年度火力发电厂13项技术监督用标准规范（西安热工研究院电站技术监督部 发布）
背压式、抽背式及凝汽式汽轮机的区别
背压式、抽背式及凝汽式汽轮机的区别 1、背压式汽轮机 背压式汽轮机是将汽轮机的排汽供热用户运用的汽轮机。其排汽压力(背压)高于大气压力。背压式汽轮机排汽压力高，通流局部的级数少，构造简略，同时不用要巨大的凝汽器和冷却水编制，机组轻小，造价低。当它的排汽用于供热时，热能可得到充足使用，但这时汽轮机的功率与供热所需蒸汽量直接联系，因此不或许同时餍足热负荷和电(或动力)负荷变更的必要，这是背压式汽轮机用于供热时的部分性。 这种机组的主要特点是打算工况下的经济性好，节能结果昭着。其它，它的构造简略，投资省，运行可靠。主要缺点是发电量取决于供热量，不克独立调理来同时餍足热用户和电用户的必要。因此，背压式汽轮机多用于热负荷整年安稳的企业自备电厂或有安稳的根本热负荷的地区性热电厂。 2、抽汽背压式汽轮机 抽汽背压式汽轮机是从汽轮机的中间级抽取局部蒸汽，供必要较高压力品级的热用户，同时保留必定背压的排汽，供必要较低压力品级的热用户运用的汽轮机。这种机组的经济性与背压式机组相似，打算工况下的经济性较好，但对负荷改变的合适性差。 3、抽汽凝汽式汽轮机 抽汽凝汽式汽轮机是从汽轮机中间抽出局部蒸汽，供热用户运用的凝汽式汽轮机。抽汽凝汽式汽轮机从汽轮机中间级抽出具有必定压力的蒸汽提供热用户，平常又分为单抽汽和双抽汽两种。此中双抽汽汽轮机可提供热用户两种分别压力的蒸汽。 这种机组的主要特点是当热用户所需的蒸汽负荷猛然下降时，多余蒸汽可以通过汽轮机抽汽点以后的级持续扩张发电。这种机组的长处是灵敏性较大，也许在较大范畴内同时餍足热负荷和电负荷的必要。因此选用于负荷改变幅度较大，改变屡次的地区性热电厂中。它的缺点是热经济性比背压式机组的差，并且辅机较多，价钱较贵，编制也较庞杂。 背压式机组没有凝固器，凝气式汽轮机平常在复速机后设有抽气管道，用于产业用户运用。另一局部蒸汽持续做工，最后劳动完的乏汽排入凝固器、被冷却凝固成水然后使用凝固水泵把凝固水打到除氧器，除氧后提供汽锅用水。两者区别很大啊!凝气式的由于尚有真空，因此监盘时还要注意真空的境况。背压式的排气高于大气压。趁便简略说一下凝固器设置的作用：成立并维持汽轮机排气口的高度真空，使蒸汽在汽轮机内扩张到很低的压力，增大蒸汽的可用热焓降，从而使汽轮机有更多的热能转换为机械功，抬高热效果，收回汽轮机排气凝固水
火力发电厂供电标煤耗限额及计算方法 (试行)
云南省工业和信息化委员会 火力发电厂供电标煤耗限额及计算方法 （试行） 2013-12-25发布2014-01-01实施
目次 前言 ................................................................................. II 1范围 (1) 2规范性引用文件 (1) 3术语和定义 (1) 4技术要求 (2) 5计算方法 (3)
前言 本试行由云南省工业和信息化委员会节约能源处提出。 本试行由云南省节能标准化技术委员会归口。 本试行起草单位：云南省节能技术开发经营公司、华电云南公司、华能云南滇东能源有限责任公司。本试行主要起草人：李平、颜芳、杨富林、李跃波、刘春生、周尧冲、杨兴勇、罗光景、付炳林。
火力发电厂供电标煤耗限额及计算方法（试行） 1 范围 本试行规定了火力发电厂供电标准煤耗(以下简称供电标煤耗)限额的技术要求和计算方法。 本试行适用于火力发电厂纯凝汽式汽轮发电机组的供电标准煤耗计算与考核。 2 规范性引用文件 下列文件对于本试行的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本试行。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有修改单)适用于本试行。 GB/T 2589 综合能耗计算通则 GB/T 3484 企业能量平衡通则 GB 17167 用能单位能源计量器具配备和管理通则 DL/T 904 火力发电厂技术经济指标计算方法 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本试行。 3.1 发电生产界区 从原煤、燃油等能源进入发电流程开始，到向电网和企业非生产单元供出电能的整个生产过程。由电力生产系统、辅助生产系统和附属生产系统设施组成。 企业公用系统厂用电按接线方式或按机组发电量分摊到机组后计入机组生产界区。 3.2 标准煤量 在统计期内及发电生产全部过程中，用于生产所消耗的各种能源总量折算的标准煤耗量。包括生产系统、辅助生产系统和附属生产系统设施的各种能源消耗量和损失量，不包括非生产使用的、基建和技改等项目建设消耗的、副产品综合利用使用的和向外输出的能源量。 3.3 供电量 在统计期内机组向电网和电厂非生产用电提供的电能量。 3.4 厂用电率 统计期内发电厂正常发电时所消耗的厂用电量与发电量的比值。 3.5 发电煤耗 发电机组每发出单位电能平均耗用的标准煤量，其中包括生产直接消耗的能源量，以及分摊到该产品的辅助生产系统、附属生产系统设施的能耗量和体系内的能源损失量等间接消耗的能源量。
火力发电厂行业技术标准、规定清单
火力发电厂行业技术标准、规定清单 A、安装调试试运通用规程标准 1《电力建设工程施工技术管理导则》国家电网公司工［2003］153 号2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》原电力部[1996] 3《火电工程启动调试工作规定》原电力部[1996] 4《模拟量控制系统负荷变动试验导则》电力部[1996] 5《火电机组热工自动投入率统计方法》电力部[1996] 6《汽轮机甩负荷试验导则》电力部[1996] 7《火电机组启动蒸汽吹管导则》（电综[1998]179 号） 8《火力发电厂锅炉化学清洗导则》DL/T794-2001 9《电力基本建设热力设备化学监督导则》SDJJS03-88 10《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（建质[1996]111 号）11《火电施工质量检验及评定标准》（电综[1998]全套） 12《火电机组启动验收性能试验导则》电综[1998]179 号 13《电力建设基本工程整套满负荷试运质量监督检查典型大纲》
14《火电机组达标投产考核标准》（中建企协[2006]6 号） 15《化学监督制度》SD246-88 16《火力发电厂水汽化学监督导则》DL/T 561-95 17《电气装置安装工程·电力设备交接试验标准GB50150》 18《电力生产安全工作规定》 19《电力建设安全工作规程(火力发电厂部分)》DL5009—96 20《电力安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)》DL408—91 21《火力发电厂安全、文明生产达标考核实施细则》 22《火电优质工程评选办法》国电公司[2000] 23《火电工程启动调试大纲编制纲要》DZB07-1998 24《火电工程启动试运实施细则》DZB04-1998 25《火电工程竣工验收实施细则》DZB05-1998 26《火电工程调试措施编制纲要》DZB06-1998 27《新建发电机组启动试运行阶段可靠性评价办法》 B、2010年度火力发电厂13项技术监督用标准规范（西安热工研究院电站技术监督部
25MW背压式汽轮机运行规程
B25MW背压式汽轮机运行规程 批准： 审核： 修编： 宁夏伊品生物科技股份有限公司动力部
B25MW背压式汽轮机运行规程 前言 1．引用标准： 电力部《电力工业技术管理法规》 有关设计资料及厂家说明书。 2．本规程是汽轮机运行人员进行操作，调整，处理事故的技术标准，所有运行人员应按本规程的规定进行操作或调整。 3．在运行操作过程中如遇有编写内容与生产不符时，应及时提出修改意见，经审核批准后执行。
B25MW背压式汽轮机运行规程 1.适用范围及引用标准： 本规程适用于伊品企业型号为B25-8.83/0.981型（南京汽轮机厂）所生产的冲动式高压，单缸，抽汽背压式汽轮机.使用于动力部汽机专业。 2.工作原理： 该汽轮机为南京汽轮机厂生产的冲动式高压，单缸，抽汽背压式汽轮机，型号为B25-8.83/0.981，配用南京汽轮发电机厂所生产的 QFW-30-2C型空冷式发电机。 汽轮机转子由一级单列单列调节级和10级压力级组成。 喷嘴，隔板，隔板套均装在汽缸内。它们和转子组成了汽轮机的通流部分，也是汽轮机的核心部分。高压喷嘴组分成四段，通过T型槽道分别嵌入四只喷嘴室内。每一段喷嘴组一端有定位销作为固定点，另一端可以自由膨胀并装有密封键。为了缩短轴向长度，确保机组的通流能力，并有利于启动及负荷变化，本机组采用了多级隔板套。在隔板套中再装入隔板。 本机组有四只调节汽阀。均采用带减压式预启阀的单座阀，以减少提升力。油动机通过凸轮配汽机构控制四只阀的开启顺序和升程。 在汽轮机前轴承座前端装有测速装置，在座内有油泵组、危急遮断装置、轴向位移发送器、推力轴承前轴承及调节系统的一些有关部套。前轴承座的上部装有油动机。前轴承座与前汽缸用“猫爪”相连，在横
DB33 644-2007 火力发电厂供电标煤耗限额及计算方法
DB33 644-2007 火力发电厂供电标煤耗限额及计算方法
前言 本标准第2章为强制性条款。 本标准由浙江省经济贸易委员会提出。 本标准由浙江省能源标准化技术委员会归口。 本标准起草单位：浙江省节能协会、浙江省能源集团、浙江省电力试验研究院。
火力发电厂供电标煤耗限额及运算方法 1 范畴 本标准规定了火力发电厂供电标准煤耗技术经济指标的限额和运算方法。 本标准适用于已投入商业运行的火力发电厂纯凝式汽轮发电机组的供电标准煤耗技术经济指标的统计运算和评判。 2 供电煤耗指标限额 供电煤耗是反映火电厂发电设备效率和经济效益的一项综合性技术经济指标。本标准所指供电煤耗均为年度（自然年）统计值。 供电煤耗指标限额= 供电煤耗指标基准值×修正系数 即 B = K × B J (1) 式中： B——机组供电煤耗指标限额； B J——供电煤耗指标基准值；(见表1) K——修正系数，K = 1 + K L× (0.85 – X) 其中： K L为负荷修正系数，X为负荷系数。 当X ＞ 0.85 时，K L =0； 当0.85 ≥ X ＞ 0.70 时，K L =0.20； 当0.70 ≥ X ＞ 0.60 时，K L =0.25； 当0.60 ≥ X 时，K L =0.30； 供电煤耗指标基准值见表1。
3 耗用标准煤量技术经济指标 耗用标准煤量是指统计期内用于生产所耗用的燃料（包括煤、油和天然气等）折算至标准煤的燃料量。 运算公式为: B b = B h – B kc (2) 式中: B b ——统计期内耗用标准煤量， t ； B h ——统计期内耗用燃料总量 (折至标准煤)，包括燃煤、燃油与其他燃料之和，同时需考虑煤仓、粉仓等的变化， t ； B kc ——统计期内应扣除的非生产用燃料量 (折至标准煤)，t 。 应扣除的非生产用燃料量: a)发电机做调相运行时耗用的燃料； b)厂外运输用自备机车、船舶等耗用的燃料； c)修配车间、副业、综合利用及非生产用 (食堂、宿舍、幼儿园、学校、医院、服务公司和办公室等)的燃料。 4 厂用电技术经济指标 发电厂用电率是指统计期内厂用电量与发电量的比值。 运算公式为 100?=f d fcy W W L (3) W d = W cy – W kc (4) 式中: L fcy ——发电厂用电率，% ； W d ——发电用的厂用电量，kW·h； W f ——统计期内发电量，kW·h； W cy ——统计期内厂用电量，kW·h； W kc ——统计期内应扣除的非生产用厂用电量，kW·h。 应扣除的非生产用厂用电量包括： a)发电机作调相机运行时耗用的电量； b)厂外运输用自备机车、船舶等耗用的电量； c)输配电用的升、降压变压器 (不包括厂用变压器)、变波机、调相机等消耗的电量； d)修配车间、副业、综合利用及非生产用 (食堂、宿舍、幼儿园、学校、医院、服务公司和办公室)的电量。 5 发电煤耗技术经济指标
浙江省火力发电厂供煤标煤耗跟计算方法资料
1.1.1.1.1.3 火力发电厂供电标煤耗限额及计算方法The quota & calculation method of coal consumption for generating station 浙江省质量技术监督局发布
前言 本标准第2章为强制性条款。 本标准由浙江省经济贸易委员会提出。 本标准由浙江省能源标准化技术委员会归口。 本标准起草单位：浙江省节能协会、浙江省能源集团、浙江省电力试验研究院。本标准主要起草人：章勤、张云雷、徐晓村、张明、牟文彪、吴煜忠、屠小宝。
火力发电厂供电标煤耗限额及计算方法 1 范围 本标准规定了火力发电厂供电标准煤耗技术经济指标的限额和计算方法。 本标准适用于已投入商业运行的火力发电厂纯凝式汽轮发电机组的供电标准煤耗技术经济指标的统计计算和评价。 2 供电煤耗指标限额 供电煤耗是反映火电厂发电设备效率和经济效益的一项综合性技术经济指标。本标准所指供电煤耗均为年度（自然年）统计值。 供电煤耗指标限额= 供电煤耗指标基准值×修正系数 即 B = K × B J (1) 式中： B——机组供电煤耗指标限额； B J——供电煤耗指标基准值；(见表1) K——修正系数，K = 1 + K L× (0.85 – X) 其中： K L为负荷修正系数，X为负荷系数。 当X ＞ 0.85 时，K L =0； 当0.85 ≥ X ＞ 0.70 时，K L =0.20； 当0.70 ≥ X ＞ 0.60 时，K L =0.25； 当0.60 ≥ X 时，K L =0.30； 供电煤耗指标基准值见表1。
3 耗用标准煤量技术经济指标 耗用标准煤量是指统计期内用于生产所耗用的燃料（包括煤、油和天然气等）折算至标准煤的燃料量。 计算公式为: B b = B h – B kc (2) 式中: B b ——统计期内耗用标准煤量， t ； B h ——统计期内耗用燃料总量 (折至标准煤)，包括燃煤、燃油与其他燃料之和，同时需考虑煤仓、粉仓等的变化， t ； B kc ——统计期内应扣除的非生产用燃料量 (折至标准煤)，t 。 应扣除的非生产用燃料量: a)发电机做调相运行时耗用的燃料； b)厂外运输用自备机车、船舶等耗用的燃料； c)修配车间、副业、综合利用及非生产用 (食堂、宿舍、幼儿园、学校、医院、服务公司和办公室等)的燃料。 4 厂用电技术经济指标 发电厂用电率是指统计期内厂用电量与发电量的比值。 计算公式为 100?= f d fcy W W L (3) W d = W cy – W kc (4) 式中: L fcy ——发电厂用电率，% ； W d ——发电用的厂用电量，kW·h； W f ——统计期内发电量，kW·h； W cy ——统计期内厂用电量，kW·h； W kc ——统计期内应扣除的非生产用厂用电量，kW·h。 应扣除的非生产用厂用电量包括： a)发电机作调相机运行时耗用的电量； b)厂外运输用自备机车、船舶等耗用的电量； c)输配电用的升、降压变压器 (不包括厂用变压器)、变波机、调相机等消耗的电量； d)修配车间、副业、综合利用及非生产用 (食堂、宿舍、幼儿园、学校、医院、服务公司和办公室)的电量。
火力发电机组煤耗在线计算导则
前 言 本标准附录A 为资料性附录。 本标准由中国电力企业联合会提出。 本标准由电力行业热工自动化与信息标准化技术委员会归口并负责解释。 本标准起草单位：西安热工研究院有限公司，贵州电力调度通信局，贵州电力试验研究院。 本标准主要起草人：王智微 钟晶亮 王庭飞 赖菲 徐威 方朔 郭翔 文贤馗。 本标准附录A 为资料性附录。 F 备案号: DL/T 中华人民共和国电力行业标准 火力发电机组煤耗在线计算导则 On-line calculation method guidelines for coal consumption of thermal power generating units （送审稿） 西安热工研究院有限公司 贵州电力调 度通信局 贵州电力试验研究院
目录 1范围错误!未指定书签。2规范性引用文件错误!未指定书签。3术语、符号错误!未指定书签。4火力发电机组煤耗在线计算错误!未指定书签。5机组煤耗在线计算测点要求错误!未指定书签。6煤耗量曲线处理方法错误!未指定书签。7附录A 火力发电机组煤耗在线计算采集的数据清单错误!未指定书签。
火力发电机组煤耗在线计算导则 1范围 本标准规定了火力发电机组煤耗在线计算的数据处理准则和计算方法，规定了机组煤耗曲线和微增率曲线的获得方法。 本标准适用于容量为100MW及以上火力发电机组的煤耗（发电煤耗和供电煤耗）在线计算。 其它容量机组的火力发电机组可参照执行。 2规范性引用文件 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。在标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 GB 10184-1988 电站锅炉性能试验规程 DL/T 964-2005 循环流化床锅炉性能试验规程 GB 8117-2008 电站汽轮机热力性能验收试验规程 DL/T 904-2004 火力发电技术经济指标计算 DL/T 567.1-2007 火电厂燃料试验方法一般规定 DL/T 567.2-2005 入炉煤和入炉煤粉样品的采取方法 DL/T 567.3-2005 飞灰和炉渣样品的采集 DL/T 567.4-2005 入炉煤、入炉煤粉、飞灰和炉渣样品的制备 DL/T 567.6-2005 飞灰和炉渣可燃物测定方法 GB/T 212-2008 煤的工业分析方法 GB/T 213-2008 煤的发热量测定方法 IAPWS-IF97 水和水蒸汽性质方程 3术语、符号 3.1术语 3.1.1直采直送（王智微，建议去掉） 指从发电设备、工艺流程过程中的控制系统中直接采集。 3.1.2一次数据Primary Data（王智微） 指从发电设备、工艺流程过程中实时得到的数据。 3.1.3手动采集数据Manual Input Data（王智微） 指电厂手动输入的数据，包括煤的工业成分、煤的热值、飞灰和炉渣可燃物。 3.1.4校验值Check Data（王智微） 一次数据和手动采集数据的合理值。 3.1.5有效数据Valid Data（王智微） 指用于煤耗在线计算的数据，包括校验合格的一次数据和手动采集数据，或者是校验不合格替 代一次数据和手动采集数据的校验值。 3.1.6异常数据Abnomal Data 明显违背热力学定律、与工艺流程背离、以及不满足煤耗在线计算的一次数据和手动采集数据。
背压式汽轮电机制造商及技术参数
北京北重汽轮电机有限责任公司 北京北重汽轮电机有限责任公司（简称北重公司，前身北京重型电机厂创建于1958年），是以生产经营火力发电机组(包括电站汽轮机、汽轮发电机及其辅机）为主导的电力装备制造企业。 北重公司主要生产亚临界、超临界300–360MW湿冷、空冷、单双抽供热火电机组和超超临界660MW机组等大机组，以及余热利用、生物质发电、热电联产、垃圾发电、工业汽轮机等领域小机组为主导的产品系列，具有年产5000MW火电机组的生产能力。公司拥有专业的售后服务平台，能够为客户提供660MW及以下汽轮发电机组改造、技术咨询以及电厂节能降耗全面解决方案，积极拓展电站设备成套、工程总包业务。 背压式汽轮机本系列汽轮机按热负荷运行。功率自15MW至50MW。
抽汽背压式汽轮机本系列汽轮机的特点是可以同时提供两种不同压力的工业用汽，并且两种用汽量可进行调整，热电联产具有较大的灵活性和适应性。本系列汽轮机可按热负荷运行，还允许按纯背压工况运行。功率自12MW至30MW。
杭州汽轮机股份有限公司 杭州汽轮机股份有限公司是杭汽轮集团的核心企业。该公司是国内唯一能按用户特殊需要非标设计制造工业汽轮机的厂家，生产的工业汽轮机按驱动对象不同分为工业驱动汽轮机和工业发电汽轮机两大类。 背压冲动式汽轮机该厂自行设计的背压式汽轮机为单杠冲动式汽轮机，汽轮机带有齿轮减速装置。汽轮机采用全液压式调节系统并配备具有不同功能的保安装置，还可根据用户需要配置备压电调装置。
抽汽背压反动式汽轮机本系列机组采用的调节系统是有一系列标准部套构成，抽汽压力或排气压力的自动调节系通过抽气压力或排气压力变换成电量或气动量，再由电动或气动调节气等一系列调节元件的动作来完成。本机组还配备具有不同功能的保安监控装置。
热电厂供热及供电标煤耗率计算
热电厂供热及供电标煤耗率计算 是热电企业财务统计、成本计算、审核审计工作的前提。当前各热电企业，在数据交流和上报时可能会发现一些问题，主要是计算公式不尽相同，致使同样的原始资料数据，计算结果可能不一致，或者会出现一些不应该有的错误。这种情况使我们无法正确进行财务评价，也无法对热电成本正确性进行评价。 现有关于供热、供电标煤耗率计算主要取自浙江省标准“热电厂煤耗和厂用电率计算方法”（浙江省标准计量局发布 1991年12月20日实施），在这以后，国家已发布了一系列有关文件和计算公式，例如： 国家四部委急计基础[2000]1268号文； 2001年1月11日三部委发布的“热电联产项目可行性研究技术规定”，最近发布的文件与前述“省标”对某些计算公式不完全相同。现将计算中可能遇到问题及对这些公式理解提出一些看法，供热电行业有关同仁参考与研究。 二．对供热及供电标准煤耗率计算方法理解： 1．浙江省标准局1991年发布的“热电厂煤耗和厂用电率计算方法”（以下简称“煤耗计算”与同时发布的“小型热电厂成本计算方法”（以下简称“成本计算”）是当时同时发布，又必须同时应用的2个标准，后者的“成本计算”必须应用前者的“煤耗计算”数据，因此，前者是成本计算的前提。 2．对供热标煤耗率br的理解： “煤耗计算”中公式 （9）中 br=Br/Qr×103 其中： br 供热标煤耗率kg/GJ
Br 供热耗标煤量t Qr 对外总供热量GJ 上式中Br；Qr的计算如下： Br=Bb·αr αr=Qr/Qh 其中： Qh 为锅炉总产汽热量GJ 其中一部分通过汽轮机或通过减温减压器对外供热， 另一部分通过汽轮发电机发电。 αr 为供热比，表示对外供热占总锅炉产汽热量百分比。 Bb为热电厂总耗标煤量， 以上这个公式br仅考虑了总耗煤量的一次分摊，而厂用电量，没有考虑进去。标准“成本计算”在计算供热燃料费用的成本时，又加入了供热厂用电所需燃料费，这个又称为二次分滩，所以原标准“成本计算”中是考虑了二次分摊，但供热标煤耗率br没有考虑二次分摊。2001年三部委发布的“热电联产项目可行性研究技术规定”（以下简称“技术规定”）已在这个br计算公式中考虑了二次分摊。 公式如下： brp=34.12/ηgLηgd+εrbdp （书中公式17-20） 其中： brp 全厂年平均供热标准煤耗率kg/GJ ηgL 锅炉效率% ηgd 管道效率%
热电厂供热煤耗及供电煤耗的计算
热电厂供热煤耗及供电煤耗的计算 某热电厂原有3×35t/h中温中压链条锅炉配1×C3－3.43/0.78+1×B3－3.43/0.49汽轮发电机组，由于长期运行，锅炉设备效率低下，能耗高。现以2台75t/h循环流化床锅炉取代原3台35t/h链条炉,锅炉热效率由原来的75%提高到的88%。从而在不扩大生产能力（年供热量、年发电量不变）的情况下，降低供热年均标准煤耗率和供电年均标准煤耗率，最终达到节约能源消耗的目的。 由于计算过程比较繁琐，这里只列出主要的几个计算公式及计算过程： （1）热电厂全年运行小时数：8640小时，其中采暖期2328小时，非采暖期6312小时。全年供热量Q（a）=260.2×2328+204.6×6312=1897181GJ/a （2）B3汽轮机组发电设备年利用小时数按8640小时，C3汽轮机组发电设备年利用小时数按5500小时计算。热电厂1×B3+1×C3全年发电量：P（a）=3000×8640+3000×5500=42420000kWh。 热电厂1×B3+1×C3汽轮机组发电设备年利用小时数H=42420000/6000=7070h。 （3）汽轮发电机组的发电标准煤耗率： b d=[D0（1+0.03）（i0-t1）-D c（i c-t sw）] ×103/（29308Pηglηgd） 式中：D0—汽轮机进汽量（t/h） i0—汽轮机进汽焓值（kJ/kg） t1—锅炉给水（kJ/kg） D c—汽轮机的供热抽汽量（t/h） i c—抽汽焓值（kJ/kg）
t sw—生水焓值（kJ/kg） P—发电功率（kW） ηgl—热电厂锅炉实际运行平均效率 ηgd—管道效率0.98 然后根据采暖期、非采暖期平均工况下的汽轮发电机组的发电标准煤耗率计算出汽轮发电机组发电的年平均标准煤耗率b dp。 （4）供热厂用电率 燃煤链条炉供单位吉焦热的用电量εr=5.73kWh/GJ，供热厂用电率ξr=εr?Q r/P（a）=5.73×1897181/42420000=0.256。 对于容量为75t/h及以下的循环流化床锅炉，εr=5.73[1+2（η ）]（kWh/GJ）=5.73[1+2（0.85-0.8）]=6.303 kWh/GJ。供热gl-0.8 厂用电率ξr=εr?Q r/P（a）=6.303×1897181/42420000=0.281。 （5）综合厂用电率（ξ）=发电厂用电率（ξd）+供热厂用电率（ξ ） r （6）年供电量=年发电量×（1-综合厂用电率） （7）平均供热标准煤耗率：b rp=34.12/（ηglηgd）+εr?b dp（kg/GJ）（8）年平均供电标准煤耗率b gp= b dp/（1-ξd）（kg/kWh） （9）项目实施改造后年节标准煤量=（改造前b rp—改造后b rp）×年供热量Q（a）+（改造前b gp×年供电量—改造后b gp×年供电量）本项目实施改造后年节标准煤量=（48.88-43.27）×1897181+｛（0.454×42420000×（1-31.1%）-0.387×42420000×（1-33.7%）｝=13028（吨标煤/年）。 （10）年平均全厂热效率 ηra=｛0.0036 P（a）（1-综合厂用电率）+ Q（a）｝/（29.308B a） （11）年平均热电比 βp= Q（a）/｛0.0036 P（a）（1-综合厂用电率）｝
火力发电厂技术经济指标计算方法
火力发电厂技术经济指标计算方法 （DL/T 904-2004） 目次 前言 1围 2规性引用文件 3燃料技术经济指标 4锅炉技术经济指标 5锅炉辅助设备技术经济指标 6汽轮机技术经济指标 7汽轮机辅助设备技术经济指标 8燃气—蒸汽联合循环技术经济指标 9综合技术经济指标 10其他技术经济指标 前言 本标准是根据原国家经济贸易委员会《关于下达1999年电力行业标准制、修订计划项目的通知》（电力[1999]40号文）安排制定的。本标准是推荐性标准。 火力发电厂既是能源转换企业，又是耗能大户，因此技术经济指标对火力发电厂的生产、经营和管理至关重要。火电厂技术经济指标计算不仅反映电力企业的生产能力、管理水平，还可以指导火电厂电力生产、管理、经营等各方面的工作。 该标准涉及到火力发电厂发电生产全过程的技术经济指标计算，按火力发电厂的生产流程进行编写，共分燃料、锅炉、锅炉辅助设备、汽轮机、汽轮机辅助设备、燃气—蒸汽联合循环、综合、其他等8个方面的技术经济指标。 本标准具有一定的理论深度和广度，有较强的实用性和可操作性，利于促进电力工业火力发电厂技术经济、节能管理的提高和技术进步，也有利于加强管理，科学规火力发电厂技术经济指标体系和分析体系。 本标准由中国电力企业联合会标准化部提出。 本标准由电力行业电站汽轮机标准化技术委员会和电力行业电站锅炉标准化技术委员会归口管理。 本标准起草单位：大唐国际发电股份、华北电力科学研究院有限责任公司、华北电网公司、省能源集团等单位。 本标准主要起草人：祝宪、杜作敏、王刚、伍小林、顺虎、林英、明昌。 本标准委托大唐国际发电股份及华北电力科学研究院解释。 火力发电厂技术经济指标计算方法 1围 本标准规定了火力发电厂技术经济指标的计算方法。 本标准适用于火力发电厂技术经济指标的统计计算和评价。 2规性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB/T 211煤中全水分的测定方法 GB/T 212煤的工业分析方法 GB/T 213煤的发热量测定方法
大型火力发电厂技术管理工作规定(2016年版)
大唐石门发电有限责任公司 技术管理工作规定 第一章总则 第一条生产技术管理坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的管理方针。按照"关口前移、闭环控制"的原则，实行技术管理责任制。 第二条生产技术管理是火力发电生产设备安全、经济、可靠运转的重要基础。为规范和加强基层企业各专业的生产技术管理工作，理顺三级管理体制，结合点检定修制、运行集控制及项目管理制的管理体制，特制订本规定。 第三条生产技术管工作理应当贯穿整个生产流程的全过程，在发电设备设计、选型、招标、安装、调试、验收、运行、检修、更新、报废等各个阶段均应执行规定，使各项生产技术管理工作的准备、实施、分析、验收、总结等各个步骤更科学、有效、规范且具有可追溯性。 第四条各部门应根据本规定要求制订基础管理、设备管理、运行技术管理和检修技术管理等方面的管理细则，并不断探索更新，认真归纳总结，使之不断完善，逐步使其制度化、规范化、标准化、信息化，做到技术管理有章可循，有据可查，以适应和促进生产技术的进步和发展。 第五条生产技术管理应尽量采用计算机网络管理、实现资料共享。 第六条基层企业应完善各项专业技术监督、可靠性分析等
生产技术管理体系，严格执行《中国大唐集团公司技术监控管理办法》等各项管理规定。 第七条加强重大危险源管理，每年进行重大危险源定级评估。制定重大事故应急预案并按规定进行演练。 第八条制定安评、经评等滚动规划，按期按规定进行评价，并对评价中发现的问题进行认真整改，以保证机组设备可靠、安全、经济运行。 第九条所有从事技术工作的人员都应熟悉本条例并认真贯彻执行；所有负有技术管理职责的行政领导，应熟悉本条例的全部或有关部分，并督促所管辖的工程技术人员严格执行本条例。 第二章技术管理组织体系： 第十条基层企业技术管理体系由公司、部门（部室）、班组三级组成，在技术管理上，三者之间是领导和被领导的关系。 第十一条企业级技术负责人是总工程师，技术负总责，行政上接受总经理的领导。设备管理部（以下简称设备部）为本厂技术管理的职能部门，按照其职责范围要求以及总经理、生产副总经理、总工程师的指示，负责组织解决全厂重大生产技术问题，归口管理技术监督日常工作，处理日常的生产技术问题。副总工程师在总工程师的领导下，负责分管的技术管理工作。总工程师有事离厂时，其职责由指定的副总工程师代理。 第十二条部室技术管理的负责人是其行政一把手。部室专职工程师是部门技术管理的主要责任人，负责日常的技术管理工作，业务上接受副总工程师的指导，应经常将工作情况向部门一把手和相关专业的副主任汇报，每月进行一次技术总结，向总工程师及分管副总工程师书面汇报。 第十三条班组的技术管理工作，设有专职工程师（或技术员）的由工程师（或技术员）负责，无专职工程师（技术员）的班组，由班长负责。在技术上，班组技术管理负责人要接受所在
凝汽式和背压式汽轮机区别
凝汽式汽轮机 科技名词定义 中文名称: 凝汽式汽轮机 英文名称: condensing steam turbine 定义: 蒸汽在汽轮机本体中膨胀做功后排入凝汽器的汽轮机。 所属学科: 电力(一级学科);汽轮机、燃气轮机(二级学科) 本内容由全国科学技术名词审定委员会审定公布 百科名片 凝汽式汽轮机,就是指蒸汽在汽轮内膨胀做功以后,除小部分轴封漏气之处,全部进入凝汽器凝结成水的汽轮机。 目录 简介 运行特性 排汽压力与机组功率 编辑本段 简介 实际上为了提高汽轮机的热效率,减少汽轮机排汽缸的直径尺寸,将做过部分功的蒸汽从汽轮机内抽出来,送入回热加热器,用以加热锅炉给水,这种不调整抽汽式汽轮机,也统称为凝汽式汽轮机。
火电厂中普遍采用的专为发电用的汽轮机。凝汽设备主要由凝汽器、循环水泵、凝结水泵与抽气器组成。汽轮机排汽进入凝汽器,被循环水冷却凝结为水,由凝结水泵抽出,经过各级加热器加热后作为给水送往锅炉。 汽轮机的排汽在凝汽器内受冷凝结为水的过程中,体积骤然缩小,因而原来充满蒸汽的密闭空间形成真空,这降低了汽轮机的排汽压力,使蒸汽的理想焓降增大,从而提高了装置的热效率。汽轮机排汽中的非凝结气体(主要就是空气)则由抽气器抽出,以维持必要的真空度。 汽轮机最常用的凝汽器为表面式。冷却水排入冷却水池或冷却水塔降温后再循环使用。靠近江、河、湖泊的电厂,如水量充足,可将由凝汽器排出的冷却水直接排入江、河、湖泊,称为径流冷却方式。但这种方式可能对河流湖泊造成热污染。严重缺水地区的电厂,可采用空冷式凝汽器。但它结构庞大,金属材料消耗多,除列车电站外,一般电厂较少采用。老式电厂中,有的采用混合式凝汽器,汽轮机排汽与冷却水直接混合接触冷却。但因排汽凝结水被冷却水污染,需要处理后才能作为锅炉给水,已很少采用。 背压 科技名词定义 中文名称: 背压 英文名称: back pressure 定义: 工质在热机中做功后排出的压力。一般指汽轮机的排汽压力。 所属学科: 电力(一级学科);通论(二级学科) 本内容由全国科学技术名词审定委员会审定公布 目录
影响供电煤耗的因素大汇总
导读：供电煤耗又称供电标准煤耗，是火力发电厂每向外提供1kWh电能平均耗用的标准煤量(单位：克/千瓦时、g/kWh)。它是按照电厂最终产品供电量计算的消耗指示，是国家对火电厂的重要考核指标之一。 以下为影响供电煤耗因素汇总，以供参考。 1、主汽压力上升1MPa影响供电煤耗下降 控制措施：主汽压升高会使汽机热耗下降，但一般情况下，运行时不宜超过设计值，以免控制不好，引起超压。 计算公式：详细的计算方法是对整个热力系统进行计算，先得到作功的变化和吸热量的变化，再得到煤耗的变化。或者由制造厂的修正曲线先得到热耗的变化，再得到煤耗的变化。并且还要考虑其他因素同时变化时，对主汽压引起变化的影响。粗略估算可采用下式： B*[C1/(1+C1)]/ηb/(1-ηe)，B——是煤耗，C1——是主汽压对热耗的修正系数，ηb——是锅炉效率，ηe——是厂用电率。 2、主汽压力下降1MPa影响供电煤耗上升 控制措施：运行时，对80%以上工况尽量向设计值靠近，80%以下工况目标值不一定是设计值，目标值的确定需要通过专门的滑参数优化试验确定。 计算公式：估算公式与主汽压力上升相同。 3、主汽温度每下降10℃影响供电煤耗上升 控制措施：主汽温偏低一般与过热器积灰、火焰中心偏低、给水温度偏高、燃烧过量空气系数低、饱和蒸汽带水、减温水门内漏等因素有关。运行时，应按规程要求吹灰、根据煤种变化调整风量、一、二次风配比。 计算公式：详细的计算方法是对整个热力系统进行计算，先得到作功的变化和吸热量的变化，再得到煤耗的变化。或者由制造厂的修正曲线先得到热耗的变化，再得到煤耗的变化。并且还要考虑其他因素同时变化时，对主汽温引起变化的影响。粗略估算可采用下式： B*[C2/(1+C2)]/ηb/(1-ηe)，B——是煤耗，C2——是主汽温对热耗的修正系数，ηb——是锅炉效率，ηe——是厂用电率。 4、主汽温度每上升10℃影响供电煤耗下降 控制措施：主汽温升高会使汽机热耗下降，但一般情况下，运行时不宜超过设计值，以免控制不好，引起超温。
如何正确选择背压机的容量和参数
29. 对背压机组某些问题的探讨 徐健 （吉化公司设计院） 热电联合生产，使能源得到合理利用，是节约能源的一项重要措施。在众多的汽轮发电机组中，背压机由于消除了凝汽器的冷源损失，在热力循环效率方面是最高的，从而降低了发电煤耗、节约能源，故而得以广泛应用。然而，背压机亦有下述缺点：它对负荷变化的适应性差，机组发电量受制于热负荷变化。当低热负荷时，汽轮机效率下降，从而使经济效益降低。以B6-35/10为例，当进汽量减少10%，汽轮机内效率降低1.5%∽4.5%，使热化发电率随之下降。B6-35/10机组额定工况下，热化发电率为118.9度/百万大卡，进汽量为额定工况的70%时，热化发电率则降至109.4度/百万大卡。 上述原因，使得人们思考和研究如何正确选择背压机的容量和参数？如何在热电联产中克服背压机的弱点以提高发电的经济效益？本文结合化工、造纸等中型企业背压机的选择和计算有关问题，提出自己的几点看法。 1．背压机的选择条件及容量、参数的确定 1.1背压机的选择条件 关于供热机组的选择，要贯彻以热定电的原则，要视企业的工艺用热情况而定。企业是用一种参数的蒸汽，还是两种参数的蒸汽；是常年供热，还是间断供热；冬、夏用汽量的大小及参数有何不同；是用热为主，还是热电并重，热负荷是否稳定等。例如，化肥厂需1.5∽1.7MPa和0.25MPa的蒸汽；造纸、制糖厂需0.3∽1.3MPa蒸汽；制碱厂需1.3MPa和0.5MPa的蒸汽；化纤厂需3.9∽4.1MPa和0.5MPa蒸汽等，对于北方和南方的企业还有采暖用汽与否的区别，故尔北方企业冬夏用汽量的差别甚大，也影响了机组的选型。 对于机组的选型，比较统一的看法是： 对于常年用热在6000小时或以上，且只有一种参数的稳定的热用户，选用背压式机组是最理想的。因此，它广泛用于化工、造纸等企业中作为带基本热负荷的机组或作为工业裕压发电的机组。 对于需要二种蒸汽参数，且常年较稳定的热用户，以选抽汽背压式机组为宜；对既用热又用电，且热负荷变化较频繁的热用户，则选用抽汽冷凝式机组较为合适。 当然，以上只是一般的原则，选用何种机组还要根据准确的热负荷及参数，经过详细的技术经济比较而定。 1.2 背压机组容量的选择 合理选择背压机的容量，是关系到背压发电经济效益能否发挥的大问题。背压机组容量的选择，包括排汽量的选择，背压发电机汽耗率的计算、背压发电机容量的确定。 （1）背压机组排汽量的计算
2020年火力发电厂供电标煤耗限额及计算方法-火力发电厂发电标煤耗参照模板可编辑
ICS 27.010 F 10 DB33 火力发电厂供电标煤耗限额及计算方法 The quota & calculation method of coal consumption for generating station 浙江省质量技术监督局 发布
前言 本标准第2章为强制性条款。 本标准由浙江省经济贸易委员会提出。 本标准由浙江省能源标准化技术委员会归口。 本标准起草单位：浙江省节能协会、浙江省能源集团、浙江省电力试验研究院。本标准主要起草人：章勤、张云雷、徐晓村、张明、牟文彪、吴煜忠、屠小宝。
火力发电厂供电标煤耗限额及计算方法 1 范围 本标准规定了火力发电厂供电标准煤耗技术经济指标的限额和计算方法。 本标准适用于已投入商业运行的火力发电厂纯凝式汽轮发电机组的供电标准煤耗技术经济指标的统计计算和评价。 2 供电煤耗指标限额 供电煤耗是反映火电厂发电设备效率和经济效益的一项综合性技术经济指标。本标准所指供电煤耗均为年度（自然年）统计值。 供电煤耗指标限额= 供电煤耗指标基准值×修正系数 即 B = K × B J (1) 式中： B——机组供电煤耗指标限额； B J——供电煤耗指标基准值；(见表1) K——修正系数，K = 1 + K L× (0.85 – X) 其中： K L为负荷修正系数，X为负荷系数。 当X ＞ 0.85 时，K L =0； 当0.85 ≥ X ＞ 0.70 时，K L =0.20； 当0.70 ≥ X ＞ 0.60 时，K L =0.25； 当0.60 ≥ X 时，K L =0.30； 供电煤耗指标基准值见表1。